Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:

(1)

zione Finanziaria Annuale 2017

Numero medio dei dipendenti

Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell’area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:

2017 2016 2015

(numero) Controllate Joint

operations Controllate Joint

operations Controllate Joint operations

Dirigenti 995 17 1.018 18 1.044 17

Quadri 9.089 98 9.160 109 9.091 108

Impiegati 16.721 371 17.180 384 17.685 379

Operai 5.659 285 5.703 294 5.895 303

32.464 771 33.061 805 33.715 807

Gli altri costi di €162 milioni (€202 milioni e €182 milioni rispettivamente nel 2016 e nel 2015) comprendono oneri per esodi agevolati per €18 milioni (€47 milioni e €31 milioni rispettivamente nel 2016 e nel 2015) e oneri per programmi a contributi definiti per €90 milioni (€83 milioni e

Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all’inizio e alla fine del periodo; l’anno 2015 non comprende i dipendenti delle discontinued operations (gruppo Saipem). Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all’estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente.

Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni

L’Assemblea del 13 aprile 2017 ha approvato il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l’attuazione del Piano e autorizzando lo stesso a di- sporre fino a un massimo di 11 milioni di azioni proprie al servizio del Piano.

Il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019 prevede tre attribuzio- ni di azioni ordinarie negli anni 2017, 2018 e 2019 ed è destinato all’Ammi- nistratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate rientranti nell’ambito delle “risorse manageriali critiche per il business”, in- dividuate tra coloro che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati aziendali o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti

€86 milioni rispettivamente nel 2016 e nel 2015).

Gli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 31 – Fondi per benefici ai dipendenti.

con responsabilità strategiche. Il Piano prevede l’assegnazione di azioni Eni a titolo gratuito ai beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio; coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo del piano è determinato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni che saranno effettivamente assegnate al termine del vesting period; il costo è rilevato pro-rata temporis lungo il vesting period.

Il numero di azioni che verrà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 50%, dall’andamento del Total Shareholder Return (TSR) del titolo Eni, rapportato al TSR dell’indice FTSE Mib di Borsa Italiana, confrontato con quello registrato da un gruppo di competitors di Eni (“Peers Group”)²⁶ rapportato anch’esso con il TSR delle rispettive borse valori di riferimento²⁷; e (ii) per il 50%, dalla variazione percentuale annuale del Net Present Value (NPV) delle riserve certe confrontata con l’analoga variazione di ciascuna società del Peer Group.

In base all’andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni che saranno offerte a titolo gratuito dopo tre anni dall’attribuzione potrà essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero

(26) Il Peer Group è composto dalla seguenti società: Anadarko, Apache, BP, Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobil, Marathon Oil, Royal Dutch Shell, Statoil e Total.

(27) La condizione di performance connessa con il TSR ai fini dei principi contabili internazionali rappresentata una cd. market condition.

COSTO LAVORO

(€ milioni) 2017 2016 2015

Salari e stipendi 2.447 2.491 2.648

Oneri sociali 441 445 453

Oneri per programmi a benefici ai dipendenti 113 81 85

Altri costi 162 202 182

3.163 3.219 3.368

a dedurre:

- incrementi per lavori interni - attività materiali (202) (215) (203)

- incrementi per lavori interni - attività immateriali (10) (10) (46)

2.951 2.994 3.119

(2)

Relazione Finanziaria Annuale 2017

delle azioni attribuite inizialmente; il 50% delle azioni che saranno effettivamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sarà sottoposta ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per un anno dalla data di assegnazione.

Alla data di attivazione del piano (cd. grant date) sono state attribuite n.

1.719.061 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesi- ma data è pari a 7,99 euro per azione.

In particolare, la determinazione del valore di mercato è stata operata adottando appropriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai diffe- renti parametri di performance previsti dal piano (metodo stocastico per la componente del piano afferente al TSR e modello Black-Scholes per la componente afferente al NPV delle riserve) tenendo conto, essen- zialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione (€13,81 per azione), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (5,79% del prezzo dell’azione determinato considerando i dividendi annunciati nei 12 mesi precedenti l’attribuzione), considerando la volatilità del titolo (25,12%),

Compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci

I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €14,5 milioni, €7,1 milioni e €6,7 milioni rispettivamente per gli esercizi 2017, 2016 e 2015.

I compensi spettanti ai sindaci ammontano a €0,760 milioni, €0,738 milioni e €0,551 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2017, 2016 e 2015.

I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgi- mento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA e in

I proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguardano la quota inefficace del fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity posti in essere dal settore Gas & Power.

I proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati riguardano: (i) gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti finanziari derivati su merci privi dei requisiti formali per essere trattati in base all’hedge accounting secondo gli IFRS, in quanto stipulati su importi corrispondenti all’esposizione netta del rischio commodity, di trading sui prez-

le previsioni relative all’andamento dei parametri di performance, non- ché il minor valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità al termine del vesting period (cd. lock-up period).

Il costo relativo a Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019, rilevato come componente del costo lavoro, ammonta a €0,4 milioni con contropartita alle riserve di patrimonio netto.

Compensi spettanti al key management personnel

I compensi spettanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i dirigenti con responsabilità strategica (cd. key management personnel) in carica nel corso dell’esercizio ammontano (incluso i contributi e gli oneri accessori) a €43 milioni, €44 milioni e €42 milioni rispettivamente per il 2017, il 2016 e il 2015 e si analizzano come segue:

altre imprese incluse nell’area di consolidamento, che abbiano costi- tuito un costo per Eni, anche se non soggetti all’imposta sul reddito delle persone fisiche.

ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI

Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:

zi delle commodity e per attività di trading proprietario per €44 milioni di oneri netti (proventi netti per €36 milioni e oneri netti per €471 milioni rispettivamente nel 2016 e nel 2015); (ii) la valutazione a fair value di derivati impliciti presenti nelle formule prezzo di contratti di fornitura di lungo termine di gas nel settore Exploration & Production per oneri netti di

€19 milioni e di €16 milioni rispettivamente nel 2016 e nel 2015.

I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 47 − Rapporti con parti correlate.

(€ milioni) 2017 2016 2015

Salari e stipendi 25 26 26

Benefici successivi al rapporto di lavoro 2 2 2

Altri benefici a lungo termine 9 12 12

Indennità per cessazione del rapporto di lavoro 7 4 2

43 44 42

(€ milioni) 2017 2016 2015

Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 12 (1) 2

Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati (44) 17 (487)

(32) 16 (485)

(3)

AMMORTAMENTI

(€ milioni) 2017 2016 2015

Ammortamenti:

- attività materiali 7.199 7.308 8.646

- attività immateriali 286 253 303

7.485 7.561 8.949

a dedurre:

- incrementi per lavori interni - attività materiali (2) (2) (9)

7.483 7.559 8.940

SVALUTAZIONI (RIPRESE DI VALORE) NETTE

(€ milioni) 2017 2016 2015

Svalutazioni:

- attività materiali 848 1.067 5.993

- attività immateriali 14 544

862 1.067 6.537

a dedurre:

- riprese di valore di attività materiali (1.055) (1.153) (3)

- riprese di valore di attività immateriali (32) (389)

(225) (475) 6.534

RADIAZIONI

(€ milioni) 2017 2016 2015

Radiazioni:

- attività materiali 239 289 678

- attività immateriali 24 61 10

263 350 688

Le radiazioni sono analizzate per settore di attività alla nota n. 46 – Informazioni per settore di attività e per area geografica.

41 | Proventi (oneri) finanziari

(€ milioni) 2017 2016 2015

Proventi (oneri) finanziari

Proventi finanziari 3.924 5.850 8.635

Oneri finanziari (5.886) (6.232) (10.104)

Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading (111) (21) 3

(2.073) (403) (1.466)

Strumenti finanziari derivati 837 (482) 160

(1.236) (885) (1.306)

Gli ammortamenti sono analizzati per settore di attività alla nota n. 46 − Informazioni per settore di attività e per area geografica.

Le svalutazioni (riprese di valore) nette sono analizzate per settore di attività alla nota n. 46 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

(4)

(€ milioni) 2017 2016 2015

Proventi (oneri) finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto

- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari (638) (639) (740)

- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading (111) (21) 3

- Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori (113) (118) (98)

- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all’attività operativa 16 37 2

- Interessi attivi verso banche 12 15 19

(834) (726) (814)

Differenze attive (passive) di cambio

- Differenze attive di cambio 3.549 5.579 8.400

- Differenze passive di cambio (4.454) (4.903) (8.754)

(905) 676 (354)

Altri proventi (oneri) finanziari

- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 128 143 120

- Oneri finanziari imputati all’attivo patrimoniale 73 106 166

- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo^(a) (264) (312) (291)

- Altri proventi (oneri) finanziari (271) (290) (293)

(334) (353) (298)

(2.073) (403) (1.466)

(a) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.

I proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati si analizzano come segue:

(€ milioni) 2017 2016 2015

Strumenti finanziari derivati su valute 809 (494) 96

Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse 28 (12) 31

Opzioni 24 33

837 (482) 160

I proventi netti su strumenti finanziari derivati di €837 milioni (oneri netti per €482 milioni e proventi netti per €160 milioni rispettivamente nel 2016 e nel 2015) comprendono la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in base all’hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all’esposizione netta dei rischi su cambi e su tassi d’interesse e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie. Gli strumenti finanziari derivati su cambi comprendono la gestione del rischio di cambio economico implicito nelle formule prezzo delle commodity del settore Gas & Power. La stessa carenza di requisiti formali per considerare di copertura gli strumenti finanziari derivati com- porta la rilevazione delle differenze attive nette di cambio in quanto gli ef-

fetti dell'adeguamento al cambio di fine esercizio delle attività e passività in moneta diversa da quella funzionale non vengono contabilmente com- pensate dalla variazione dei fair value degli strumenti finanziari derivati.

I proventi netti su opzioni del 2016 di €24 milioni (proventi per €33 milioni nel 2015) riguardano: (i) il fair value dell’opzione implicita nel bond convertibile in azioni Snam SpA per €26 milioni di proventi (proventi per €33 milioni nel 2015) dovuto al rigiro per chiusura a conto economico del valore al 31 dicembre 2015 dell’opzione implicita sul prestito obbligazionario convertibile; (ii) il fair value dell’opzione implicita nel bond convertibile equity-linked non diluitivo per €2 milioni di oneri.

I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 47 − Rapporti con parti correlate.

EFFETTO VALUTAZIONE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

(€ milioni) 2017 2016 2015

Plusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto 124 77 150

Minusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto (353) (370) (615)

Utilizzi (accantonamenti) netti del fondo copertura perdite per valutazione con il metodo del patrimonio netto (38) (33) (6)

(267) (326) (471)

42 | Proventi (oneri) su partecipazioni

Il valore netto dei proventi e oneri finanziari si analizza come segue:

(5)

(€ milioni) 2017 2016 2015

Imposte correnti:

- imprese italiane 712 195 155

- imprese estere operanti nel settore Exploration & Production 3.167 2.671 4.015

- imprese estere 142 133 218

4.021 2.999 4.388

Imposte differite e anticipate nette:

- imprese italiane (464) (243) 881

- imprese estere operanti nel settore Exploration & Production (162) (813) (2.156)

- imprese estere 72 (7) 9

(554) (1.063) (1.266)

3.467 1.936 3.122

ALTRI PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI

(€ milioni) 2017 2016 2015

Dividendi 205 143 402

Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita 163 (14) 164

Altri proventi (oneri) netti (33) (183) 10

335 (54) 576

43 | Imposte sul reddito

L’analisi delle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto è indicata alla nota n. 20 – Partecipazioni.

L’effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto è analizzato per settore di attività alla nota n. 46 − Informazioni per settore di attività e per area geografica.

I dividendi di €205 milioni si riferiscono alla Nigeria LNG Ltd per €167 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co per €21 milioni.

I dividendi relativi al 2016 di €143 milioni si riferiscono alla Nigeria LNG Ltd per €76 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co per €45 milioni.

I dividendi relativi al 2015 di €402 milioni si riferiscono alla Nigeria LNG Ltd per €222 milioni, alla Saudi European Petrochemical Co per €69 milioni, alla Snam SpA per €72 milioni e alla Galp Energia SGPS SA per €21 milioni.

Le plusvalenze nette da vendite di €163 milioni riguardano la cessione del 100% del capitale sociale di Eni Gas & Power NV e della sua controllata Eni Wind Belgium NV.

Le minusvalenze nette da vendite relative al 2016 di €14 milioni riguardano:

(i) la minusvalenza di €32 milioni relativa alla cessione del 2,22% (intera quota posseduta) del capitale sociale di Snam SpA; (ii) la plusvalenza di

€11 milioni relativa alla cessione del 100% del capitale sociale di Eni Hun- garia Zrt e di Eni Slovenjia Doo; (iii) la plusvalenza di €6 milioni relativa alla cessione del 30% del capitale sociale (intera quota posseduta) di Pokro- vskoe Petroleum BV e del 60% del capitale sociale (intera quota posseduta) di Zagoryanska Petroleum BV.

Le plusvalenze nette da vendite relative al 2015 di €164 milioni riguardano:

(i) la plusvalenza di €98 milioni relativa alla cessione dell’8% del capitale sociale di Galp Energia SGPS SA; (ii) la plusvalenza di €46 milioni relativa alla cessione del 6,03% del capitale sociale di Snam SpA; (iii) la plusvalenza di

€32 milioni relativa alla cessione del 100% del capitale sociale di Eni eská

Republika Sro; (iv) la plusvalenza di €31 milioni relativa alla cessione del 100% del capitale sociale di Eni Romania Srl; (v) la plusvalenza di €6 milioni relativa alla cessione del 32,445% (intera quota posseduta) della partecipazione in eská Rafinérská AS (CRC); (vi) la plusvalenza di €1 milione relativa alla cessione del 100% del capitale sociale di Eni Slovensko Spol Sro; (vii) la minusvalenza di €47 milioni relativa alla cessione del 76% (intera quota posseduta) di Inversora de Gas Cuyana SA, del 6,84% (intera quota posseduta) di Distribuidora de Gas Cuyana SA, del 25% (intera quota posseduta) di Inversora de Gas del Centro SA e del 31,35% (intera quota posseduta) di Distribuidora de Gas del Centro SA.

Gli altri oneri netti di €33 milioni comprendono la svalutazione relativa alle partecipate Unión Fenosa Gas SA per €35 milioni.

Gli altri oneri netti relativi al 2016 di €183 milioni comprendono svalutazioni per €162 milioni relative alle partecipate Unión Fenosa Gas SA (€84 milioni), PetroSucre SA (€65 milioni) e Genomatica Inc (€13 milioni).

Gli altri proventi netti relativi al 2015 di €10 milioni comprendono: (i) il pro- vento relativo all’adeguamento al prezzo di borsa alla data di riferimento della relazione finanziaria annuale di 77,7 milioni di azioni Snam SpA per

€49 milioni per le quali era stata attivata la fair value option prevista dallo IAS 39; (ii) l’utilizzo per esuberanza del fondo copertura perdite di €10 milioni relativo alla società Caspian Pipeline Consortium R - Closed Joint Stock Company; (iii) la svalutazione di €49 milioni della partecipazione Unión Fenosa Gas SA.

(6)

(€ milioni) 2017 2016 2015

Utile ante imposte 6.844 892 (4.277)

Aliquota fiscale teorica (Ires) (%) 24,0 27,5 27,5

Imposte teoriche 1.643 245 (1.176)

Variazioni in aumento (diminuzione):

- effetto maggiore tassazione delle imprese estere 1.882 1.152 2.576

- effetto delle svalutazioni delle attività per imposte anticipate e rideterminazione aliquote fiscali (96) 397 1.514

- effetto tassazione dividendi infragruppo 1 87 114

- effetto Irap delle società italiane 77 42 100

- effetto tassazione delle plusvalenze (minusvalenze) da cessione di partecipazioni (177) 8 (39)

- effetto rideterminazione addizionale Ires prevista dalla Legge n. 7 del 6 febbraio 2009 61

- effetti relativi alle discontinued operations (288)

- altre motivazioni 76 5 321

1.824 1.691 4.298

Imposte effettive 3.467 1.936 3.122

Nel 2017, la maggiore tassazione delle imprese estere di €1.882 milioni riguarda il settore Exploration & Production per €1.811 milioni.

Nel 2016, la maggiore tassazione delle imprese estere di €1.152 milioni riguarda il settore Exploration & Production per €1.211 milioni. L’effetto svalutazione delle attività per imposte anticipate e rideterminazione aliquote fiscali di €397 milioni è riferito alle società italiane e riguarda essenzialmen- te la svalutazione delle attività per imposte anticipate dovuta alla minore recuperabilità a causa del ridimensionamento dei redditi imponibili futuri.

Nel 2015, la maggiore tassazione delle imprese estere di €2.576 milioni riguarda il settore Exploration & Production per €2.410 milioni e comprende

l’effetto relativo alle svalutazioni di attività per imposte anticipate per effet- to scenario di €1.058 milioni. L’effetto svalutazione delle attività per imposte anticipate e rideterminazione aliquote fiscali di €1.514 milioni è riferito alle società italiane e riguarda la svalutazione delle attività per imposte anticipate dovuta alla minore recuperabilità a causa del ridimensionamento dei redditi imponibili futuri e la riduzione dell’aliquota Ires dal 27,5% al 24% con decorrenza dal 1° gennaio 2017. L’effetto Irap delle società italiane di €100 milioni comprende €54 milioni di svalutazioni di attività per imposte anticipate connesse alla minore recuperabilità a causa del ridimensionamento dei redditi imponibili futuri.

44 | Utile per azione

L’utile per azione semplice è determinato dividendo l’utile dell’esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell’anno, escluse le azioni proprie.

Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione è di 3.601.140.133 (stesso ammontare negli esercizi 2016 e 2015).

L’utile per azione diluito è determinato dividendo l’utile dell’esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell’anno, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse.

Al 31 dicembre 2017 le azioni che potenzialmente potrebbero essere messe in circolazione riguardano le azioni assegnate a fronte del piano ILT azionario. Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzate ai fini del calcolo dell’utile per azione diluito è di 1.691.413 per l’esercizio 2017. Negli anni 2016 e 2015 non ci sono azioni di potenziale emissione con effetti diluitivi sui risultati.

La riconciliazione del numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzato per la determinazione dell’utile per azione semplice e quello utilizzato per la determinazione dell’utile per azione diluito è di seguito indicata:

2017 2016 2015

Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice 3.601.140.133 3.601.140.133 3.601.140.133

Numero di azioni potenziali a fronte del piano ILT azionario 1.691.413

Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile diluito 3.602.831.546 3.601.140.133 3.601.140.133

Utile netto di competenza Eni (milioni di €) 3.374 (1.464) (8.778)

Utile (perdita) per azione semplice (ammontari in € per azione) 0,94 (0,41) (2,44)

Utile (perdita) per azione diluito (ammontari in € per azione) 0,94 (0,41) (2,44)

Utile netto di competenza Eni - continuing operations (milioni di €) 3.374 (1.051) (7.952)

Utile (perdita) per azione semplice (ammontari in € per azione) 0,94 (0,29) (2,21)

Utile (perdita) per azione diluito (ammontari in € per azione) 0,94 (0,29) (2,21)

Utile netto di competenza Eni - discontinued operations (milioni di €) (413) (826)

Utile (perdita) per azione semplice (ammontari in € per azione) (0,12) (0,23)

Utile (perdita) per azione diluito (ammontari in € per azione) (0,12) (0,23)

Le imposte correnti relative alle imprese italiane di €712 milioni riguardano l’Ires per €26 milioni, l’Irap per €20 milioni e imposte estere per

€666 milioni.

La riconciliazione tra l’onere fiscale teorico determinato applicando l’a- liquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% (27,5% per gli anni 2016 e 2015) e l’onere fiscale effettivo è la seguente:

(7)

45 | Esplorazione e valutazione di risorse oil&gas

I valori rilevati in bilancio in merito all’attività di esplorazione e valutazione di risorse minerarie, relative al settore Exploration & Production, sono di seguito indicati:

(€ milioni) 2017 2016 2015

Ricavi relativi all’attività di esplorazione e valutazione 9 4 68

Costi di esplorazione ed appraisal imputati a conto economico:

- write-off di costi di esplorazione ed appraisal 252 170 617

- costi per prospezioni geologiche e geofisiche 273 204 254

Totale costi di esplorazione ed appraisal imputati a conto economico 525 374 871

Attività immateriali: diritti e potenziale esplorativo 995 1.092 735

Attività materiali: attività di esplorazione ed appraisal 1.860 2.818 2.637

Totale attività materiali e immateriali 2.855 3.910 3.372

Fondo abbandono e ripristino siti relativo all’attività di esplorazione e valutazione 81 118 131

Investimenti esplorativi (flusso di cassa da attività d'investimento) 442 417 566

Costi per prospezioni geologiche e geofisiche (flusso di cassa da attività operativa) 273 204 254

Totale effort esplorativo 715 621 820

INFORMAZIONI PER SETTORE DI ATTIVITÀ

La segment information di Eni è determinata sulla base dei segmenti operativi i cui risultati sono rivisti periodicamente dal Chief Operating Decision Maker (il CEO) per la valutazione delle performance e le deci- sioni di allocazione delle risorse.

Le principali informazioni finanziarie dei segmenti operativi oggetto di reporting al CEO sono: i ricavi, l’utile operativo e le attività e passività direttamente attribuibili.

Al 31 dicembre 2017 Eni è organizzata nei seguenti segmenti operativi:

Exploration & Production: comprende le attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio e gas naturale, inclusa la partecipazione a pro- getti di conversione del gas naturale in GNL.

Gas & Power: comprende le attività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all’ingrosso e al dettaglio, acquisto e commercializzazione di GNL e acquisto, produzione e vendita di energia elettrica all’ingrosso e al dettaglio. Il settore Gas & Power comprende anche l’attivi- tà di acquisto e commercializzazione di greggi e prodotti petroliferi in

46 | Informazioni per settore di attività e per area geografica

funzione delle esigenze dell’attività di raffinazione di Eni e l’attività di trading di commodity energetiche (petrolio, gas naturale, energia elettrica, certificati di emissione, ecc.) per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini industriali e commerciali in un’ottica inte- grata sia di ottimizzazione.

Refining & Marketing e Chimica: comprende le attività di supply, la- vorazione, distribuzione e marketing di carburanti e prodotti chimici.

Corporate e Altre attività: comprende le principali funzioni di suppor- to al business, in particolare le attività di holding, tesoreria accentra- ta, IT, risorse umane, servizi immobiliari, attività assicurative captive e l’attività di bonifica ambientale svolta dalla controllata Syndial. I risultati della Direzione Energy Solutions, impegnata nello sviluppo del business dell’energia da fonti rinnovabili, sono compresi nell’aggrega- to Corporate e Altre attività poiché tale segmento operativo non sod- disfa la soglia di rilevanza quantitativa prevista dall’IFRS 8 per essere un autonomo reportable segment.

(8)

Le informazioni per settore di attività sono le seguenti:

Exploration & Production Gas & Power Refining & Marketing e Chimica Ingegneria & Costruzioni Corporate e Altre attività Rettifiche per utili interni Totale

Discontinued operations

Continuing operations

(€ milioni) Ingegneria & Costruzioni Elisioni infragruppo

2017

Ricavi netti della gestione caratteristica^(a) 19.525 50.623 22.107 1.462

a dedurre: ricavi infrasettori (12.394) (10.777) (2.336) (1.291)

Ricavi da terzi 7.131 39.846 19.771 171 66.919 66.919

Risultato operativo 7.651 75 981 (668) (27) 8.012 8.012

Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri 479 (20) 182 245 886 886

Ammortamenti 6.747 345 360 60 (29) 7.483 7.483

Svalutazioni (riprese di valore) nette (158) (146) 54 25 (225) (225)

Radiazioni 260 2 1 263 263

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (99) (10) (57) (101) (267) (267)

Attività direttamente attribuibili^(b) 66.661 11.058 11.599 1.108 (610) 89.816

Attività non direttamente attribuibili 25.112

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1.234 509 321 1.447 3.511 Passività direttamente attribuibili^(c) 17.273 8.851 4.005 4.053 (306) 33.876

Passività non direttamente attribuibili 32.973

Investimenti in attività materiali e immateriali 7.739 142 729 87 (16) 8.681

2016

Ricavi netti della gestione caratteristica^(a) 16.089 40.961 18.733 1.343

a dedurre: ricavi infrasettori (9.711) (8.898) (1.605) (1.150)

Ricavi da terzi 6.378 32.063 17.128 193 55.762 55.762

Risultato operativo 2.567 (391) 723 (681) (61) 2.157 2.157

Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri 123 50 171 438 (277) 505 505

Ammortamenti 6.772 354 389 72 (28) 7.559 7.559

Svalutazioni (riprese di valore) nette (700) 81 104 40 (475) (475)

Radiazioni 153 2 195 350 350

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (198) 19 (3) (144) (326) (326)

Attività direttamente attribuibili^(b) 75.716 12.014 10.712 1.146 (520) 99.068

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1.626 592 289 1.533 4.040 Passività direttamente attribuibili^(c) 17.433 8.923 3.968 3.939 (332) 33.931

Investimenti in attività materiali e immateriali 8.254 120 664 55 87 9.180

2015

Ricavi netti della gestione caratteristica^(a) 21.436 52.096 22.639 11.507 1.468 a dedurre: ricavi infrasettori (12.115) (9.917) (2.007) (1.243) (1.314)

Ricavi da terzi 9.321 42.179 20.632 10.264 154 82.550 (10.264) 72.286

Risultato operativo (959) (1.258) (1.567) (694) (497) (23) (4.998) 694 1.228 (3.076)

Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri 221 41 148 104 226 8 748 (104) 644

Ammortamenti 8.080 363 454 618 71 (28) 9.558 (618) 8.940

Svalutazioni (riprese di valore) nette 5.212 152 1.150 590 20 7.124 (590) 6.534

Radiazioni 686 2 688 688

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (446) (2) (20) 17 (3) (454) (17) (471)

Attività direttamente attribuibili^(b) 73.073 14.290 10.483 13.608 1.117 (543) 112.028

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1.884 690 243 134 36 2.987 (134) 2.853 Passività direttamente attribuibili^(c) 17.742 9.313 3.657 5.861 3.824 (199) 40.198

Investimenti in attività materiali e immateriali 9.980 154 628 561 64 (85) 11.302 (a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettori.

(b) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.

(c) Comprendono le passività connesse al risultato operativo.

(9)

INFORMAZIONI PER AREA GEOGRAFICA

Attività direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione.

Ricavi netti della gestione caratteristica per area geografica di destinazione.

(€ milioni) Italia Resto dell'Unione Europea Resto dell'Europa Americhe Asia Africa Altre aree Totale

2017

Attività direttamente attribuibili^(a) 18.449 7.706 6.160 4.406 16.527 35.385 1.183 89.816

Investimenti in attività materiali e immateriali 1.090 316 387 278 898 5.699 13 8.681

2016

Investimenti in attività materiali e immateriali 1.163 331 460 233 1.978 5.004 11 9.180

2015

Investimenti in attività materiali e immateriali 1.320 708 1.151 727 2.326 5.020 50 11.302

(a) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.

(€ milioni) 2017 2016 2015

Italia 21.925 21.280 24.405

Resto dell'Unione Europea 19.791 15.808 20.730

Resto dell'Europa 5.911 4.804 7.125

Americhe 5.154 3.212 4.217

Asia 7.523 5.619 9.086

Africa 6.428 4.865 6.482

Altre aree 187 174 241

66.919 55.762 72.286

47 | Rapporti con parti correlate

Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano princi- palmente:

(a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impiego di mezzi finanziari con le joint venture, con le imprese collegate e con le imprese controllate escluse dall’area di consolidamento;

(b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società controllate dallo Stato italiano;

(c) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società correlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del Consiglio di Ammini- strazione. La maggior parte di tali operazioni sono esenti dall’applicazione della normativa interna Eni ”Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate”, emanata in attuazione della regolamentazione Consob, poiché si tratta di operazioni ordinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovve- ro poiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla procedura stessa. L’unica operazione non esente, esaminata e valutata positiva- mente in applicazione della procedura, riguarda il rapporto per servizi di branding e pubblicità (per un importo inferiore a 1 milione di euro) intrattenuto con Vodafone Italia SpA correlata a Eni SpA per il tramite di un componente del Consiglio di Amministrazione;

(d) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico. In particolare con: (i) Eni Foundation, costituita, su iniziativa di Eni, senza scopo di lucro e con l’obiettivo di persegui- re esclusivamente finalità di solidarietà sociale e umanitaria nei settori dell’assistenza, della sanità, dell’educazione, della cultura e dell’ambiente, nonché della ricerca scientifica e tecnologica; (ii) Fondazione Eni Enrico Mattei costituita, su iniziativa di Eni, con lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e iniziative di for- mazione e informazione, all’arricchimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti l’economia, l’energia e l’ambiente su scala locale e globale.

Tutte le operazioni sono state compiute nell’interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della ordinaria gestione.

Le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate escluse dall’area di consolidamento sono indicate nell’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2017” che si considera parte integrante delle presenti note.

(10)

RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI Esercizio 2017

31.12.2017 2017

Denominazione (€ milioni)

Crediti e altre attività

Debiti e altre passività Garanzie

Costi Ricavi Altri

proventi (oneri) operativi Beni Servizi Altro Beni Servizi Altro Joint venture e imprese collegate

Petrobel Belayim Petroleum Co 86 1.205 3.168 8

Coral FLNG SA 20 4 1.094 26 2

Gruppo Saipem 63 76 7.270 450 5 30 9

Karachaganak Petroleum Operating BV 36 121 652 295 4

Mellitah Oil & Gas BV 5 220 34 461 2

Agiba Petroleum Co 1 83 142

Unión Fenosa Gas SA 57 1 2 202 28

Altre^(*) 84 22 26 113 1 82 39 7

295 1.731 8.421 713 4.629 7 289 105 18 28

Imprese controllate escluse dall’area di consolidamento

Eni BTC Ltd 169

Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) 77 1 5 7

Altre^(*) 20 23 7 4 10 2 4 1

97 24 181 4 10 2 11 1

392 1.755 8.602 717 4.639 7 291 116 19 28

Imprese controllate dallo Stato

Gruppo Enel 123 187 19 603 94 70 285

Gruppo Snam 187 351 68 1.153 83 2

Gruppo Terna 35 31 84 122 6 98 56 15

GSE - Gestore Servizi Energetici 69 219 303 6 197 470 211 21 2

Gruppo Italgas 14 180 1 678 3 8 10

Altre^(*) 50 21 2 27 9 11 4 1 1

478 989 1 476 2.589 215 764 353 22 303

Fondi pensione e fondazioni 1 2 25 1

Groupement Sonatrach - Agip «GSA»

e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP» 39 145 19 484 27 42

Totale 910 2.891 8.603 1.212 7.712 274 1.056 511 41 331

(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.

(11)

Esercizio 2016

31.12.2016 2016

proventi (oneri) operativi Beni Servizi Altro Beni Servizi Altro Joint venture e imprese collegate

Gruppo Saipem 64 224 8.094 775 6 9 37 5

Karachaganak Petroleum Operating BV 47 187 573 333 12 7 1 19

Mellitah Oil & Gas BV 7 134 5 472

Petrobel Belayim Petroleum Co 225 532 1.940 2

Unión Fenosa Gas SA 57 93 1

Altre^(*) 114 25 1 32 113 86 44 13 47

458 1.152 8.152 610 3.789 18 195 82 40 47

Eni BTC Ltd 192

Altre^(*) 9 16 51 4 4 6 2 2

78 17 246 4 4 6 4 2

536 1.169 8.398 614 3.793 18 201 86 42 47

Gruppo Enel 151 254 28 780 88 95 18 182

Gruppo Snam 44 541 1 125 1.902 5 99 14

Gruppo Terna 33 46 60 165 7 61 56 13

GSE - Gestore Servizi Energetici 58 32 206 5 32 344 68 2 5

Gruppo Italgas 54 1 4

Altre^(*) 43 24 37 62 6

383 898 1 419 2.893 44 654 239 20 200

Fondi pensione e fondazioni 2 4 28

e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP» 176 331 5 413 5 58 12

Totale 1.095 2.400 8.399 1.038 7.103 95 855 383 74 247

(12)

Esercizio 2015

31.12.2015 2015

proventi (oneri) operativi Beni Servizi Altro Beni Servizi Altro Continuing operations

Joint venture e imprese collegate

CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Due 1

CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Uno 6.122

Karachaganak Petroleum Operating BV 48 171 748 403 8 10

Mellitah Oil & Gas BV 8 16 46 339 19

Petrobel Belayim Petroleum Co 16 183 543

Petromar Lda 2 6

Unión Fenosa Gas SA 1 57 (4)

Altre^(*) 118 42 27 124 1 60 70 37 (2)

199 473 6.185 821 1.596 9 60 99 37 (6)

Eni México S. de RL de CV 101

Altre^(*) 17 19 3 2 2 4 2 2

82 20 113 2 2 4 5 2

281 493 6.298 823 1.598 9 64 104 39 (6)

Gruppo Enel 138 203 1.063 196 134 90

Gruppo Snam 144 522 3 137 2.014 5 249 24 1

Gruppo Terna 18 42 109 125 14 77 19 29 12

GSE - Gestore Servizi Energetici 44 63 419 5 35 307 43

Altre^(*) 22 38 56 6 29 1

366 868 3 665 3.263 60 858 221 30 102

Fondi pensione e fondazioni 1 2 4 50

e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP» 185 300 453 12 35 60

833 1.663 6.301 1.488 5.318 131 957 385 69 96

Discontinued operations Joint venture e imprese collegate

CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Due 60 99 68 101 145

CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Uno 9 3 3 1

KWANDA - Suporte Logistico Lda 69 10 5 8

Mellitah Oil & Gas BV 9 7

Petrobel Belayim Petroleum Co 19 86

Petromar Lda 97 16 16 45

Altre^(*) 14 27 10 54 1 21 1

277 155 68 10 181 5 1 306 1

Altre^(*) 1 1 2

1 1 2

Gruppo Snam 25 46 36

Altre^(*) 5 3

25 51 3 36

Fondi pensione e fondazioni 1

303 207 68 10 186 6 1 342 1

Totale 1.136 1.870 6.369 1.498 5.504 137 958 727 70 96

(13)

I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano:

- la garanzia rilasciata pro-quota nell’interesse della società Coral FLNG SA a beneficio del Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali assunti con l’assegnazione del contratto EPCIC per la realizzazione dell’impianto galleggiante di liquefazione del gas (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 38 – Garanzie, impegni e rischi);

- la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello sviluppo di gia- cimenti petroliferi dalle società Agiba Petroleum Co, Karachaganak Petroleum Operating BV, Mellitah Oil & Gas BV, Petrobel Belayim Pe- troleum Co, Groupement Sonatrach - Agip «GSA», Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP» e, limitatamente alla Karachaganak Petro- leum Operating BV, l’acquisto di greggi da parte di Eni Trading & Ship- ping SpA; i riaddebiti dalle collegate a Eni sono fatturati sulla base dei costi sostenuti;

- la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perforazione da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Exploration

& Production e le garanzie residue rilasciate da parte di Eni SpA prin- cipalmente a fronte di partecipazioni a gare di appalto e rispetto di accordi contrattuali;

- la garanzia di performance rilasciata nell’interesse della società Unión Fenosa Gas SA a fronte degli impegni contrattuali connessi all’attività di gestione operativa e la vendita di GNL;

- la garanzia rilasciata a favore della società Eni BTC Ltd a fronte della costruzione di un oleodotto;

- la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla società In- dustria Siciliana Acido Fosforico - ISAF -SpA (in liquidazione).

I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano:

- la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di gas, l'acquisizione di servizi di distribuzione di energia elettrica e il fair value degli strumenti finanziari derivati con il gruppo Enel;

- l’acquisizione di servizi di trasporto, stoccaggio e servizi di distribuzione dal gruppo Italgas e gruppo Snam sulla base delle tariffe stabilite dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente nonché la compravendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali prodotti energetici;

- l’acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita di energia elettrica per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali prodotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity a copertura del rischio di volatilità del corrispettivo per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto con il gruppo Terna;

- la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali, la vendita di prodotti petroliferi e capacità di stoccaggio a GSE – Gestore Servizi Energetici per la costituzione delle scorte specifiche tenute dall’Orga- nismo Centrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accordo al decreto legislativo n. 249/2012.

I rapporti verso i fondi pensione e le fondazioni riguardano:

- i costi per contributi versati ai fondi pensione per €34 milioni;

- i contributi erogati e la prestazione di servizi a Eni Foundation e alla Fon- dazione Eni Enrico Mattei rispettivamente per €2 milioni e €4 milioni.

RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA Esercizio 2017

31.12.2017 2017

(€ milioni) Crediti Debiti Garanzie Oneri

finanziari Proventi finanziari Joint venture e imprese collegate

Coral South FLNG DMCC 1.334

Cardón IV SA 955 86

Angola LNG Ltd 233

Matrìca SpA 9

Shatskmorneftegaz Sàrl 101 6

Société Centrale Electrique du Congo SA 66 43

Gruppo Saipem 3 56 13

Coral FLNG SA 56 71

Altre^(*) 48 49 2 1 5

1.226 95 1.625 1 190

Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento

Servizi Fondo Bombole Metano SpA 60 9 1

Eni BTC Ltd 28

Altre^(*) 1 24

61 61 1

Altre^(*) 8 3

8 3

Totale 1.287 164 1.625 4 191

(14)

Esercizio 2015

31.12.2015 2015

finanziari Proventi finanziari Continuing operations

Joint venture e imprese collegate

Cardón IV SA 1.112 65

Matrìca SpA 209 10 11

Shatskmorneftegaz Sàrl 63 21

Société Centrale Electrique du Congo SA 94

Unión Fenosa Gas SA 90

Altre^(*) 52 7 12 19 5

1.530 97 12 50 81

Altre^(*) 51 111 1

51 111 1

Altre^(*) 27 1

27 1

1.608 208 12 50 83

Discontinued operations Joint venture e imprese collegate

CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due 150

Altre^(*) 5

5 150

Totale 1.613 208 162 50 83

Esercizio 2016

31.12.2016 2016

finanziari Proventi finanziari

Strumenti finanziari derivati Joint venture e imprese collegate

Cardón IV SA 1.054 96

Matrìca SpA 125 93 9

Shatskmorneftegaz Sàrl 69 13 4

Société Centrale Electrique du Congo SA 78 18

Unión Fenosa Gas SA 85

Gruppo Saipem 82 43 27

Altre^(*) 52 2 17 4

1.378 85 84 141 156 27

Eni BTC Ltd 54

Altre^(*) 46 52 1 1

46 106 1 1

Altre^(*) 3

3

Totale 1.424 191 84 145 157 27

(15)

31.12.2017 31.12.2016

(€ milioni) Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza %

Crediti commerciali e altri crediti 15.737 907 5,76 17.593 1.100 6,25

Altre attività correnti 1.573 30 1,91 2.591 57 2,20

Altre attività finanziarie non correnti 1.675 1.214 72,48 1.860 1.349 72,53

Altre attività non correnti 1.323 46 3,48 1.348 13 0,96

Passività finanziarie a breve termine 2.242 164 7,31 3.396 191 5,62

Debiti commerciali e altri debiti 16.748 2.808 16,77 16.703 2.289 13,70

Altre passività correnti 1.515 60 3,96 2.599 88 3,39

Altre passività non correnti 1.479 23 1,56 1.768 23 1,30

2017 2016 2015

(€ milioni) Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza % Continuing operations

Ricavi della gestione caratteristica 66.919 1.567 2,34 55.762 1.238 2,22 72.286 1.342 1,86

Altri ricavi e proventi 4.058 41 1,01 931 74 7,95 1.252 69 5,51

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (52.461) (9.164) 17,47 (44.124) (8.212) 18,61 (56.848) (6.882) 12,11

Costo lavoro (2.951) (34) 1,15 (2.994) (24) 0,80 (3.119) (55) 1,76

Altri proventi (oneri) operativi (32) 331 .. 16 247 .. (485) 96 ..

Proventi finanziari 3.924 191 4,87 5.850 157 2,69 8.635 83 0,96

Oneri finanziari (5.886) (4) 0,07 (6.232) (145) 2,33 (10.104) (50) 0,49

Strumenti finanziari derivati 837 (482) 27 .. 160

Discontinued operations

Totale ricavi 10.277 344 3,35

Totale costi (12.199) (202) 1,66

I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano:

- la garanzia rilasciata nell’interesse della società Coral South FLNG DMCC per affidamenti bancari (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 38 – Garanzie, impegni e rischi);

- il finanziamento concesso alla società Cardón IV SA per le attività di esplorazione e sviluppo di un giacimento minerario in Venezuela;

- le garanzie rilasciate nell’interesse della Angola LNG Ltd per affidamenti bancari;

- il finanziamento, interamente svalutato, concesso alla società Ma- trìca SpA nell’ambito del progetto “Chimica Verde” di Porto Torres;

- il finanziamento concesso alla società Shatskmorneftegaz Sàrl per attività di esplorazione nel Mar Nero e alla Société Centrale Electrique du Congo SA per la costruzione di una centrale elettrica in Congo;

- le garanzie residue per affidamenti bancari concesse al gruppo Saipem;

- il finanziamento concesso alla società Coral FLNG SA per la realizza-

zione dell’impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell’area 4 in Mozambico (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 38 – Garanzie, impegni e rischi);

- i finanziamenti concessi alla società Servizi Fondo Bombole Metano SpA per finanziare l’attività operativa.

- il deposito di disponibilità monetarie presso la società finanziaria di Gruppo per la Eni BTC Ltd.

Gli oneri finanziari verso parti correlate non comprendono la svalutazione di crediti finanziari per €242 milioni.

Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari

L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci del- lo stato è indicata nella seguente tabella di sintesi:

L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:

(16)

L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

2017 2016 2015

(€ milioni) Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza %

Flusso di cassa da attività operativa 10.117 (2.843) .. 7.673 (3.749) .. 11.649 (3.966) ..

Flusso di cassa da attività di investimento (3.768) (3.115) 82,67 (4.443) 3.752 .. (10.923) (1.583) 14,49

Flusso di cassa da attività di finanziamento (4.595) (16) 0,35 (3.651) (192) 5,26 (1.351) 13 ..

I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:

(€ milioni) 2017 2016 2015

Ricavi e proventi 1.608 1.312 1.411

Costi e oneri (5.360) (5.623) (5.786)

Altri proventi (oneri) operativi 331 247 96

Variazione crediti e debiti commerciali e diversi 391 182 105

Interessi 187 133 82

Flusso di cassa netto da attività operativa - Continuing operations (2.843) (3.749) (4.092)

Flusso di cassa netto da attività operativa - Discontinued operations 126

Flusso di cassa netto da attività operativa (2.843) (3.749) (3.966)

Investimenti in attività materiali e immateriali (3.838) (2.613) (1.151)

Disinvestimenti in partecipazioni 463

Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento 425 252 (238)

Variazione crediti finanziari 298 5.650 (194)

Flusso di cassa netto da attività di investimento (3.115) 3.752 (1.583)

Variazione debiti finanziari (16) (192) 13

Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (16) (192) 13

Totale flussi finanziari verso entità correlate (5.974) (189) (5.536)

(28) L’elenco delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2017 è indicato nell’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2017” che costituisce parte integrante delle presenti note.

48 | Altre informazioni sulle partecipazioni

²⁸

Informazioni sulle società controllate consolidate con significative interessenze di terzi

Nel 2017 e nel 2016 il Gruppo Eni non ha società controllate con significative interessenze di terzi.

Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2017 è di €49 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2016).

Modifiche dell’interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo

Nel 2017 e 2016 non si segnalano modifiche di interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo.